碳中和目标下，煤电如何自处？

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截至2019年底，我国煤电装机达到10.4亿千瓦，2019年煤电发电量4.6万亿千瓦时，在各自总量中占比分别为52.0%、62.3%。

煤电供给侧改革近年取得了显著成效，仍有必要继续实施，优化存量煤电，主动减少无效供给。

随着“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”目标的提出，以及“十四五”能源规划出台在即，煤电再次置身能源转型的“风口浪尖”。

由于资源禀赋以及煤炭的物质特性，煤炭生产、加工、利用等环节产生的碳排放是我国碳排放的主要构成部分，尤其煤电占据了排放“大头”。

“十四五”及更远的未来，煤电将达到什么规模、扮演什么角色、选择什么技术路线……对于这些疑问，答案已渐清晰。

煤电碳减排压力巨大

“与发达国家相比，我国实现碳中和的时间减半，难度加倍，任务艰巨。”全球能源互联网+发展合作组织经济技术研究院院长周原冰近日公开表示。

据国网能源研究院能源规划所主任工程师张富强介绍，我国未来可能将承受更多来自碳减排的国际压力。“在电力领域，多个欧洲国家已实现零煤电或提出明确的煤电退出计划。”

“对应碳中和目标，意味着单位供电碳排放必须从600克/千瓦时下降到100克/千瓦时，甚至50克/千瓦时。”周原冰直言，要实现2030年碳排放达峰、2060年碳中和目标，我国煤电装机必须在“十四五”达峰，并在2030年后快速下降。

作为目前乃至中长期我国电力供应的主力，煤电的生产方式决定了其必然会产生大量二氧化碳，而碳捕获、利用与封存（CCUS）被视为解决这一短板亟待突破的技术。“华润电力海丰公司建设了年产2万吨的碳捕集项目，为氨法、膜法两种技术路线搭建了实验平台，希望能够寻找到更加经济的材料、技术路线，以期降低碳捕集成本。”华润电力海丰公司办公室副主任王晓东介绍。

不过，CCUS技术目前尚未展现出足够的商业化可行性。“根据目前情况测算，煤电应用CCUS将使能耗增加24%到40%，投资增加20%到30%，效率损失8%到15%，综合发电成本增加70%以上。”周原冰指出，CCUS在实现碳移除、碳中和中不可或缺，但在煤电领域难有大规模应用可能。“即便没有CCUS，煤电未来的竞争力都将大大减弱，其难以承受CCUS带来的成本大幅增加。”

装机规模标出 “限高”

据统计， 截至2019年底，我国煤电装机达到10.4亿千瓦，2019年煤电发电量4.6万亿千瓦时，在各自总量中分别占比52.0%、62.3%，较“十二五”末下降7个百分点和5个百分点。

占比虽在下降，但煤电规模仍保持在较高水平。而在电煤价格持续高位运行、煤电利用小时数大幅下降、降电价政策持续推进等因素叠加之下，煤电经营形势不甚乐观。根据业内专家提供的数据，2018年，全国15个省区的煤电整体亏损，五大发电煤电亏损面超过50%；2019年五大发电集团公司整体经营形势有所好转，但除国家能源集团、华电之外，其他三家集团的煤电业务亏损高达100多亿元。

无论是已趋过剩的供需形势、艰难的经营环境还是来自碳减排目标的约束，均为未来5至10年甚至更长时间内煤电的装机规模标出了“限高”。针对不同情景，专家分别提出了11亿千瓦—13亿千瓦的煤电装机峰值预测。

“煤电供给侧改革近年取得了显著成效，仍有必要继续实施，优化存量煤电，主动减少无效供给。”华电集团副总法律顾问陈宗法指出，煤电产能过剩仍是发电行业的“风险源”，煤电要实现脱困、转型，增量要严格控制，存量要先完成淘汰关停与重组整合，再分类实施升级改造。“从企业的角度，希望国家能建立起帮助煤电退出、促进能源清洁转型的公平长效机制。”

煤电“十四五”定位需谨慎

尽管业内专家对煤电规模峰值的预测仍有较大差异，但均对“十四五”期间挖掘存量煤电潜在价值的重要性表示认同。

张富强指出，“少新建，多延寿”是发挥存量煤电作用的重要途径。“按30年设计寿命计算，2020-2030年将有1.4亿千瓦煤电机组退役，2030-2050年则高达9亿千瓦。从国际经验和我国早期投产煤电机组来看，煤电机组服役40-50年是可以实现的安全运行寿命。”

对此，华北电力大学经济与管理学院教授袁家海表示认同。他认为，不能单纯以现有技术、资源为框架来思考2030年、2040年煤电的功能和作用。“例如，当交通领域电气化水平大比例提升后，电动汽车本身将成为重要的电力系统灵活性资源，而非只能靠煤电来提供灵活性。”

此外，陈宗法强调，“十四五”规划制定时应该防止出现“两个倾向”。“一个是为了实现2060远景目标，几乎全部只发展新能源；另一个是把'十三五'末安排的煤电进度照单全收，不加以限制。两者都不可取。”

“如果看不清近期路线，就该多看看远处的目标。”针对业界对煤电未来发展道路的争议，周原冰认为，能源电力企业应该把握住能源转型的大趋势，未雨绸缪，加快运营模式和经营管理的创新，在新的市场环境中找准定位。